特低渗透油藏CO2 混相驱和非混相驱水气交替注采参数优化

李 敏，关 华，胡世勇，王 鑫，李 齐，袁少民

（1.大庆油田勘探开发研究院 黑龙江省油层物理及渗流力学重点实验室，黑龙江 大庆163712；2.西南石油大学，成都 610500）

我国低渗透油藏资源十分丰富，但可动用程度不足50%[1-2]。特低渗透油藏储层物性致密，非均质严重[3-4]，注水开发效果差，而气体比水更容易进入小的孔隙[5-6]，采用注气提高这类油藏的采收率[7-8]，可以有效改善开发效果[9]。

国内外的研究和生产实践表明，注CO2驱可以提高采收率15%～25%[10]。2010 年EOR 调查报告[11]显示，美国正在运行的混相驱项目有109 个，相比2008 年增加8 个，原油产量也大幅增加，且极少数浅层二叠系盆地为非混相；2011 年，Li 等人[12]对水驱困难的高89-1 油藏，提出CO2混相驱进行室内膨胀测试、细管实验及长岩芯驱替实验，并采用数值模拟进行优选参数发现CO2混相驱能有效提高采收率。但国内实施的CO2驱多数为非混相驱，2015 年陈征等人[13]建立基于支持向量机的CO2非混相驱效果预测方法，对腰英台油田CO2非混相驱进行预测表明其增产效果不明显。

注气达到混相比非混相的驱替效果好，对于非均质比较严重的特低渗油藏，无论是混相还是非混相驱，开发到一定阶段注气效果会减弱，因此为了提高开发效果后续多采用水气交替的注入方式生产，交替注入一定孔隙体积的CO2和水，可以有效提高波及效率，达到更好的开发效果[14-16]。水气交替注采参数对CO2驱的开发效果影响较大[17-20]，但传统的单因素分析方法不能定量描述各注采参数对开发效果的影响程度。该研究以大庆油田贝14 区块和树101 区块特低渗油藏为研究对象，采用经济学评价方法，对CO2混相驱和非混相驱过程中的水气比、注气速度、水气交替时间和水气交替时机进行了研究，得到了最优化的组合方案。

1 区域概况

贝14 区块平均有效孔隙度13.49%，平均渗透率1.12 mD，地层原油密度0.769 g/cm3，黏度4.70 mPa·s，体积系数1.069 5，原始饱和压力3.5 MPa，地面脱气原油密度0.838 9 g/cm3，油层原始地层压力17.6 MPa，压力系数0.99，地层温度为71.0 ℃，地温梯度4.2 ℃/100 m，属较高地温梯度特低渗透油藏。

树101 区块平均孔隙度10%，平均渗透率1 mD，原始饱和压力4.94 MPa，原始气油比22.8 m3/t，体积系数1.108，地层原油黏度3.6 mPa·s，油层温度变化区间为94.4～106.1 ℃，平均98.5 ℃，地温梯度5.1 ℃/100 m，属于正常温度特低渗透油藏。

2 个区块都面临注水难的问题，采用CO2驱后，开发效果得到了明显改善。

2 数值模拟模型的建立

考虑贝14 和树101 工区实际的地质构造特征，在平面上建立角点网格模型，其中贝14 区块纵向上根据小层性质划分为26 层，东西向、南北向和纵向最终网格划分为143×106×26，模型总有效网格数为230 620 个，平面上网格大小为16 m；树101 区块纵向上根据小层性质划分为49 层，东西向、南北向和纵向最终网格划分为92×112×49，模型总有效网格数为41 972 个，平面上网格大小为24 m×23 m，贝14区块和树101 区块的有效厚度、孔隙度、渗透率等参数则根据地质及油藏描述等资料离散到模型网格。同时，为了使模型更加接近区块实际，模型采用拟合后的PVT 建立组分模型进行研究。

应用ECLIPSE 模拟软件中的PVTi 模块，将贝14油藏流体按照组分相近的原则，划分为9个拟组分：N2，CO2，C1，C2+，C4+，C10+，C15+，C25+，C43+；将树101 划分为10 个拟组分：N2，CO2，C1，C2+，C5+，C7+，C10+，C13+，C18+，C23+。各组分的摩尔分数如表1 和表2 所示。通过细管实验，得到贝14 区块属于混相驱，树101 区块属于非混相驱。

表1 贝14 区块各组分摩尔分数Table1 Mole fraction of components in block Bei14

表2 树101 各组分摩尔分数Table2 Mole fraction of components in block S101

3 CO2 驱注采参数优化

3.1 注气方式的优选

目前，CO2驱油是提高原油采收率的有效手段之一，特别是特低渗透油藏，CO2驱油有明显的优势。但是连续CO2驱会出现气体波及效率低、突破早的情况，水气交替驱中的水可以起到一定的调剖作用，改善开发效果。

根据实际油藏的地质特征，结合注水难开发的特点，针对混相驱的贝14 和非混相驱的树101，对连续注气和水气交替进行了研究。水气交替的段塞为0.01HCPV、水气体积比1：1、水气交替时间注1 月水注1 月气、水气交替时机为气油比达到150 m3/t 时进行水气交替。连续注气和水气交替两种方法各自生产20 年的生产指标如表3 所示。

表3 不同注气方式的生产指标Table3 Production indexes of different gas injection modes

从表3 中可以看出，在相同注气量的前提下，2 个区块的水气交替采收率均大于连续注气，连续注气可能导致生产井过早气窜，油藏中剩余油较多；水气交替由于水的存在，起到了一定的调剖作用，能够提高气体的波及体积。水气交替的注入方式改善了特低渗透油藏的开发效果。因此，2 个区块的CO2驱的注入方式优选为水气交替。

3.2 经济评价法及注采参数优化

3.2.1 经济评价及模拟结果

对于CO2驱水气交替注入技术，水气比、注气速度、水气交替时间和水气交替时机是影响开发效果的重要因素。该方案中模型的工作制度为先注气达到指定的气油比然后进行水气交替，其中生产井始终保持井底流压5 MPa 生产，注入井最高注入压力为40 MPa，注入速度、水气交替周期等按方案设计中的参数值。对于CO2混相驱，水气比为1:1，2:1，3:1 和4:1，注气速度为5 m3/d，10 m3/d，15 m3/d，20 m3/d，25 m3/d，30 m3/d 和35 m3/d，气油比达到50 m3/t，150 m3/t，250 m3/t 时，注入井开始水气交替，交替时间为注1 个月水1 个月气、注2 个月水1 个月气、注3 个月水1 个月气、注2 个月水2 个月气、注3 个月水2 个月气、注3 个月水3 个月气。对于CO2非混相驱，气油比达到150 m3/t，250 m3/t，350 m3/t 时，注入井开始水气交替，其他和混相驱一样。为了分析CO2驱的开发效果，确定了累计产油量和利润2 个评价指标。其中，累计产油量是评价CO2驱开发效果的技术指标，而利润是评价CO2驱效果的直接经济指标。对这40 套方案进行数值模拟计算和经济评价，得到对应的模拟结果，见表4 和表5。

表4 混相驱模拟结果Table4 Simulation results of miscible flooding

表5 非混相驱模拟结果Table5 Simulation results of immiscible flooding

续表5

3.2.2 参数优化

对CO2混相驱，首先是对注气速度的优化，选取水气交替体积比1:1 和4:1，对水气交替时间为注1 月水注1 月气、水气交替时机为气油比达到50 m3/t时进行水气交替，对6 个注气速度10 m3/d，15 m3/d，20 m3/d，25 m3/d，30 m3/d，35 m3/d 进行2 个周期的模拟研究，结果如图1 和图2 所示。

图1 水气交替体积比1:1 时不同注气速度下的利润变化图Fig.1 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 1:1

从图1 看出，当注气速度为25 m3/d 后，曲线下降平缓；从图2 中可以看出，当注气速度为25 m3/d 后，曲线上升变平缓，所以，结合油田开发过程中实际的注气情况，优选最佳速度为25 m3/d。

然后，按照注气速度为25 m3/d、水气交替时间为注1 月水注1 月气、水气交替时机为气油比达到50 m3/t 时进行水气交替，对4 个水气交替体积比1:1，2:1，3:1 和4:1 进行2 个周期的模拟研究，结果如图3 所示。

图2 水气交替体积比为4:1 时不同注气速度下的利润变化图Fig.2 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 4:1

图3 注气速度为25 m3/d 时不同水气交替体积比下的利润变化图Fig.3 Profit change chart under different volume ratio of water and gas alternation when gas injection speed is 25 m3/d

从注气速度为25 m3/d 时不同水气交替体积比下的利润变化曲线来看，不同水气交替体积比对利润的变化有很大的影响，随着水气交替体积比增大，生产利润不断增加。当水气交替体积比为4:1 时，利润最大。所以，综合考虑可以得到水气交替体积比4:1是适合贝14 区块开发的最优水气交替体积比。

按照注气速度为25 m3/d、水气交替体积比4:1、水气交替时机为气油比达到50 m3/t 时进行水气交替，对6 个水气交替时间为注1 个月水1 个月气、注2个月水1 个月气、注3 个月水1 个月气、注2 个月水2 个月气、注3 个月水2 个月气、注3 个月水3个月气进行2 个周期的模拟研究，结果如图4 所示。

当注气时间相同都为1 个月时，注水的时间越长利润越大；当注水的时间相同都为3 个月时，注气的时间越长，利润越小。所以，贝14 区块水气交替最佳时长为注3 个月水、注1 个月气。

图4 注气速度25 m3/d、体积比4:1 时不同水气交替时间的利润变化图Fig.4 Profit change chart of different water gas alternation time with gas injection speed of 25 m3/d and volume ratio of 4:1

按照注气速度为25 m3/d、水气交替体积比4:1、水气交替时间为注3 个月水注1 个月气，对3 个水气交替时机即气油比达到50 m3/t，150 m3/t 和250 m3/t 时，用水气交替进行2个周期的模拟研究，结果如图5所示。

图5 不同水气交替时机下的利润变化图Fig.5 Profit change chart under different water and gas alternation opportunities

随着注入时气油比增加，利润逐渐减少，因此注气时机为气油比50 m3/t 时是最佳的交替时机。

综合上述分析，贝14 的注采参数优选结果如表6 所示。

表6 贝14 注采参数优选结果Table6 Optimization results of injection production parameters of Bei14

对于CO2非混相驱，和混相驱优选的方式相同，首先是对注气速度的优化，选取水气交替体积比1:1 和4:1，对水气交替时间为注1 个月水注1 个月气、水气交替时机为气油比达到350 m3/t 时进行水气交替，对7 个注气速度5 m3/d，10 m3/d，15 m3/d，20 m3/d，25 m3/d，30 m3/d，35 m3/d 进行2 个周期的模拟研究。结果如图6 和图7 所示。

从图6 和图7 看出，当注气速度约为20 m3/d 时，曲线趋于平缓下降，所以，结合油田开发过程中实际的注气情况，优选最佳速度为20 m3/d。

然后，按照注气速度为20 m3/d、水气交替时间为注1 个月水注1 个月气、水气交替时机为气油比达到350 m3/t 时进行水气交替，对4 个水气交替体积比1:1，2:1，3:1 和4:1 进行2 个周期的模拟研究，结果如图8 所示。

图6 水气交替体积比为1:1 时不同注气速度下的利润变化图Fig.6 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 1:1

图7 水气交替体积比为4:1 时不同注气速度下的利润变化图Fig.7 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 4:1

图8 注气速度为20 m3/d 时不同水气交替体积比下的利润变化图Fig.8 Profit change chart under different volume ratio of water and gas alternation when gas injection speed is 20 m3/d

从注气速度为20 m3/d 时不同水气交替体积比下的利润变化曲线来看，不同水气交替体积比对利润的变化有很大的影响，水气交替体积比1:1 时利润达到最大，超过1:1 时，随着水气交替体积比增大，生产利润不断增加。所以，综合考虑可以得到水气交替体积比1:1 是适合树101 区块开发的最优水气交替体积比。

按照注气速度为20 m3/d、水气交替体积比1:1、水气交替时机为气油比达到350 m3/t 时进行水气交替，对6 个水气交替时间为注1 个月水注1 个月气、注2 个月水1 个月气、注3 个月水1 个月气、注2 个月水2 个月气、注3 个月水2 个月气、注3 个月水3个月气进行2 个周期的模拟研究，结果如图9 所示。

图9 注气速度20 m3/d、体积比1:1 时不同水气交替时间的利润变化图Fig.9 Profit change chart of different water gas alternation time when gas injection speed is 20 m3/d and volume ratio is 1:1

当注气时间相同都为1 个月时，注水的时间越长利润越大；当注水的时间相同都为3 个月时，注气的时间越长，利润越小。所以，贝14 区块水气交替最佳时长为注1 个月水、注1 个月气。

按照注气速度为20 m3/d、水气交替体积比1:1、水气交替时间为注1 个月水注1 个月气，对3 个水气交替时机即气油比达到150 m3/t，250 m3/t 和350 m3/t时进行2 个周期的模拟研究，结果如图10 所示。

图10 不同水气交替时机下的利润变化图Fig.10 Profit change chart under different water and gas alternation opportunities

当气油比小于250 m3/t 时，随着注入时气油比增加，利润逐渐增加；当气油比大于250 m3/t 时，随着注入时气油比增加，利润逐渐减小；气油比为250 m3/t 时利润达到最大，因此注气时机为气油比250 m3/t 时是最佳的交替时机。

综合上述分析，树101的注采参数优选结果见表7。

表7 树101 注采参数优选结果Table7 Optimization results of injection production parameters of shu101

4 结语

对于特低渗透油藏，注CO2驱可以很好地改善开发效果。无论是CO2混相驱还是非混相驱，水气交替都比连续CO2驱的效果好，通过优选水气交替体积、水气交替周期、水气交替时机等参数可以得到适合区块开发的最优参数。从方案优选的结果来看，水气交替CO2混相比非混相驱的注入气量要小。该研究为现场CO2驱的方案编制提供了理论指导和技术支持。